川东南深层页岩气分段压裂技术的突破与认识

曾义金 陈 作 卞晓冰

中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院

曾义金等.川东南深层页岩气分段压裂技术的突破与认识.天然气工业，2016，36（1）：61-67.



川东南深层页岩气分段压裂技术的突破与认识

曾义金 陈 作 卞晓冰

中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院

曾义金等.川东南深层页岩气分段压裂技术的突破与认识.天然气工业，2016，36（1）：61-67.

摘 要四川盆地东南部深层(垂深超过2 800 m)页岩气藏受地质背景和成岩作用的影响，储层矿物成分及孔隙结构特征复杂多变，岩石塑性与非线性破裂特征明显增强，最大与最小主应力差异绝对值加大，导致分段压裂施工破裂压力与延伸压力高、裂缝宽度小、砂液比与裂缝导流能力低、体积裂缝难以形成，严重影响了压后页岩气的产能。基于对深层岩石力学性质、地应力特征、破裂特征及裂缝形态特征的分析研究，提出了“预处理酸+胶液+滑溜水+胶液”混合压裂施工新模式及配套技术。现场应用效果表明:丁页2HF井下志留统龙马溪组压后获得页岩气无阻流量10.5×104m3/d，取得了地质突破；金页1HF井下寒武统竹寺组压后获得页岩气无阻流量10.5×104m3/d，有望获得商业突破。结论认为:①深层页岩复杂缝难以形成，其压裂技术应有别于中深层；②所建立的破裂压力模型可为深层破裂压力的预测提供有效手段；③降低施工压力是确保深层压裂施工安全的关键之一；④深层页岩压裂除了储层应具有良好的物质基础外，增加压裂裂缝复杂性与形成高导流裂缝也非常关键。

关键词四川盆地东南部 页岩气 深层 非线性变形 破裂压力 高导流 分段压裂 应用效果

近年来，通过大量的技术与资金投入攻关，国内焦石坝、威远—长宁等地区志留系龙马溪组中深层页岩气水平井分段压裂后获得了具商业开发价值的工业气流，计划2015年建产50×108m3。焦石坝深部、丁山、井研犍为等区块深层（H垂＞2 800 m）页岩气藏含气面积巨大，资源量丰富，但随着深度、温度和地应力等储层条件的变化，其分段压裂改造面临着一系列技术难题需要攻关[1-6]：①岩石矿物成分变化及深度、温度升高后，岩石脆塑性与破裂特征发生变化，裂缝破裂压力高且很难准确预测；②随着最小地应力升高，缝宽变窄，砂液比与加砂规模提升困难，不易形成高导流能力的裂缝并长期保持导流能力；③地层最大与最小水平地应力差绝对值高，诱导应力作用距离有限，加之脆性变差，形成复杂裂缝和获得大的改造体积难度加大。因此，成功的深层页岩压裂，高压下的安全顺利压裂施工、复杂体积裂缝的形成以及长期保持较高的导流能力是3个非常重要的节点。

笔者在深层页岩压裂工程特征参数认识的基础上，建立了基于页岩非线性变形的破裂压力预测模型，研究了降低压裂施工压力和提高砂液比、导流能力与改造体积的技术方法，提出了“预处理酸+胶液+滑溜水+胶液”混合压裂施工新模式。现场试验3口井，其中丁页2HF井下志留统龙马溪组压后初产页岩气10.5×104m3/d，取得了地质突破；金页1HF井下寒武笻竹寺组压后页岩气无阻流量达10.5×104m3/d，压后试采产量比较稳定，有望达到商业性产量，并通过分析评估加深了对深层页岩气井压裂技术的认识。

1 四川盆地东南部深层页岩的压裂工程特征

丁页2HF井、南页1HF井和金页1HF井分属于四川盆地东南部丁山、南川和井研犍为区块的页岩气水平井，目的层为下志留统龙马溪组和下寒武统笻竹寺组，3口井目的储层埋藏较深（丁页2HF井垂深4 417 m、南页1HF井垂深4 627 m、金页1HF井垂深3 297.96 m），地层温度较高，最高达到145 ℃，且水平井段较长（1 034～1 160 m）。前期储层评价显示：深层页岩储层物性较差，优质页岩层段的平均渗透率为0.05～0.29 mD、平均孔隙度为2.92%～5.81%；岩石脆性一般，按照岩石脆性矿物计算的脆性指数为47%～49%，可压性指数为21%～38%。利用测井数据解释得到的丁页2HF井、南页1HF井最小地应力分别为105～109 MPa 和100～107 MPa，最大与最小地应力差异分别为23～28 MPa和22～25 MPa；金页1HF水平应力差异为12.3～17.3 MPa。常规的应力应变试验往往不考虑围压和温度条件，这不可避免对试验结果产生影响。因此，对丁页2HF井岩心进行了不同闭合压力和温度下的破裂试验，其结果如图1、图2所示。在低闭合压力时，裂缝呈现线性破裂特征，当闭合压力增大，页岩应力应变关系的非线性特征越来越明显。低温时，到达峰值压力时，页岩瞬间破坏，显现劈裂多缝特征;在高温条件下，达到峰值压力前的塑性变形持续显现，剪切缝破坏特征显著。因此，在对深层页岩气井进行压裂设计时必须考虑页岩的非线性变形特征。

图1 页岩岩心在不同围压下的应力应变试验图

图2 页岩岩心在不同温度下的应力应变试验图

2 深层页岩压裂技术

深层页岩因埋深、温度、脆性、岩石力学特性以及应力大小及差异的特殊性，压裂施工时井口破裂压力很高,介于95～115 MPa，施工压力也在100 MPa左右。因此，如何准确预测破裂压力、降低施工压力，并进一步提高裂缝导流能力及有效改造体积，是深层页岩气水平井压裂亟须解决的难题[7-10]。笔者开展了破裂压力模型建立与预测、降低施工压力综合方法、高应力差条件下提高改造体积技术方法、高闭合压力下提高导流能力技术方法以及提高施工砂液比技术等研究，初步形成了深层页岩气水平井的压裂工艺技术。

2.1 破裂压力模型建立与预测

破裂压力是压裂施工排量、砂液比等施工参数优化的基础，也是现场完井管柱强度、压裂车组功率、压裂井口和地面管汇准备的前提。因深层页岩施工压力高，如果破裂压力预测不准，则会带来施工排量达不到设计要求、压裂施工安全压力窗口小、甚至无法完成压裂施工等一系列问题。前述研究表明，页岩在高温高压下非线性破裂特征明显。因此，要实现深层页岩破裂压力的准确预测，需考虑页岩非线性变形的影响。

2.1.1 页岩非线性本构模型的建立

笔者采用Duncan模型表征深层页岩的非线性特征，该模型是一种建立在增量广义虎克定律基础上的非线性弹性模型，可反映应力—应变关系的非线性，模型参数只有8个，物理意义明确，可通过静三轴试验全部确定。任一应力(σ1，σ3)时的切线模量和泊松比的Duncan计算公式为：

式中Et为切线弹性模量，MPa；pa为大气压，MPa；K、n、φ、c、Rf分别为材料常数；σ1为最小主应力，MPa；σ3为围压，MPa；vt为切线泊松比；G、F、D分别为试验常数。

以丁页2HF井岩心岩石力学测试数据为例，拟合得到8个参数值如下：K=2 957.331 4；n=0.823 3；φ=33.44 °；c=32.33 MPa；Rf=0.8；G=-0.255 9；F=0.183 2；D=69.058。将其代入Et、νt计算公式（1）与（2）中，可以得到任一应力(σ1，σ3)时的弹性模量和泊松比。以切线弹性模量拟合结果为例，Duncan模型拟合曲线与试验曲线对比如图3所示，拟合曲线形态大致与试验曲线吻合；拟合曲线与试验曲线在应变方向上有“偏移”，这主要是由于井底岩心多存在水平裂缝，在做抗压试验时，岩样在正式承受轴压之前会发生一段轴向应变用于闭合孔隙，从而造成试验曲线的“偏移”。

图3 Duncan模型拟合曲线与试验曲线对比图

2.1.2 破裂压力预测有限元模型的建立

页岩气一般采用套管完井再进行射孔，引起地层岩石破裂的作用力主要分为两部分：①直接作用在射孔内岩石壁面的流体压力；②井筒内液柱的压力作用在套管上，并经由水泥环传至地层岩石上的作用力。因此，考虑页岩横观各向同性的力学特征以及压裂液渗滤的影响，构建了水平井分簇射孔孔眼井周应力分布的有限元模型。为了提高计算效率及准确性，对模型做如下假设：①在起裂前射孔和井筒内的流体是接近静止状态的，因此可以在井筒和射孔孔壁上施加均布载荷来代替液压；②井筒、水泥环和地层之间完好胶结，不考虑他们之间的相对滑移变形；③考虑了压裂液渗滤对破裂压力的影响；④岩石满足最大拉应力准则，当最大拉应力超过岩石的抗张强度时，岩石受拉破坏，裂缝起裂。

页岩非线性本构模型的建立需选取合适的弹性模型和塑性模型，其中弹性模型选取各向异性模型，塑性模型采用扩展的Drucker-Prager模型。以井筒以及射孔孔眼内壁单元上施加压裂液压力和孔隙压力的面载荷来模拟压裂液动态加压过程，随着注入压裂液压力逐渐增大，直至最大主应力达到地层岩石的抗拉强度时岩石发生破裂，此时的压裂液压力为地层起裂压力。为保证模型的计算精度，采用六面体单元进行网格划分，并在井周和射孔簇部位进行网格加密。

利用该模型计算的丁页2HF的井底破裂压力为125.20 MPa，折合到地面泵压约为97.18 MPa，较采用线弹性模型计算结果增加了近10 MPa，与该井的实际破裂压力94 MPa基本一致。计算结果同时亦验证了模型的准确性。

2.2 降低施工压力综合方法

深层页岩因埋藏深、管路摩阻大、施工压力高，欲安全完成压裂施工任务，除要求低摩阻的压裂液体系外，还需要其他措施来降低施工压力，增加压力窗口，尽可能增加现场调整余地[11]。

2.2.1 稀土酸预处理

页岩压裂一般要进行盐酸预处理以降低破裂压力和施工压力，降压幅度约为6.0 MPa，而深层页岩的施工压力高，要大幅度降低施工压力，研究了15% HCl+1.5% HF稀土酸对降压的适应性。南页1HF井现场应用表明，稀土酸平均降压可以达到15 MPa(图4)。

图4 南页1HF井稀土酸处理后降压结果图

2.2.2 射孔参数优化

压裂过程中的射孔孔眼摩阻也是影响压裂施工压力的重要因素之一，除施工排量外，孔密和孔径等射孔参数直接影响孔眼摩阻的大小。即

式中∆ppf为孔眼摩阻，MPa；Q为泵排量，m3/min；ρs为压裂液密度，kg/m3；Den为射孔密度，孔/m；h为施工层段有效打开厚度，m；Dp为孔眼直径，m；Cp为排出系数。

由式（3）可见:在低排量下，孔密对孔眼摩阻的影响相对较小；在高排量下，它对孔眼摩阻的提高作用非常明显。在12 m3/min排量下，14孔/m的孔眼摩阻达到21 MPa，当孔密为20孔/m时孔眼摩阻可降低51%。

射孔直径对孔眼摩阻影响的变化特征与孔密相似，低排量下，孔径对孔眼摩阻的影响相对较小，随排量提高，影响逐步增大。在12 m3/min排量下，孔径从10 mm提高到12 mm，孔眼摩阻降低8.3 MPa，当孔眼直径超过12 mm后，孔眼摩阻降低的幅度下降(图5)。

综合深层页岩现场施工排量、孔密、孔径与孔眼摩阻的关系以及射孔枪弹的性能，优化得到射孔孔密为20孔/m，孔径12 mm以上，可使孔眼摩阻较常规射孔降低6 MPa以上。

图5 孔密和孔眼直径对孔眼摩阻的影响图

2.3 高应力差条件下体积压裂技术

在一个压裂层段内尽量形成多个主裂缝与分支缝相互交错的复杂裂缝系统，以获得较大的改造体积是页岩气压裂追求的目标之一。利用压裂缝产生的诱导应力来克服两向应力的差异使裂缝转向或开启天然裂缝是形成复杂裂缝的主要技术途径[12-14]。将原地应力和诱导应力进行叠加，则裂缝在原最大水平主应力方向上的应力可能会小于等于原最小水平主应力方向上的应力，即σx-σy≥σH-σh，当满足上面条件时，分支裂缝就会发生转向，偏离原来的延伸路径，沿着平行于水平井筒的方向延伸，当距离主裂缝一定长度之后，分支裂缝又回到原来的延伸方向上。研究表明，页岩压裂施工的净压力一般在15 MPa以下，压裂产生的诱导应力小于15 MPa，对于两向应力差比较小的储层，利用压裂诱导应力形成转向缝或开启天然裂缝是可行的。而对于两向应力差比较大（大于15 MPa）的深层页岩储层，很难产生如此高的诱导应力来克服两向应力差异(图6)。因此，对于深层页岩的簇射孔要从增加压开多条裂缝的概率、减少孔眼摩阻及施工总排量可满足单孔排量的要求来优化射孔簇数、提高改造体积。按孔密为20孔/m、每簇射开0.5 m计算，则射孔簇数可为5～6簇。另外，为提高射孔簇的压开程度，可采取缝口暂堵的办法。

图6 净压力与裂缝间距离对诱导应力大小的影响图

2.4 高闭合压力下提高导流能力技术方法

裂缝导流能力是影响压后效果的重要因素之一，目前的深层页岩闭合压力梯度约为0.023 MPa/m，对于3 500～4 500 m的井地层闭合压力为80.5～103.5 MPa，在如此高的闭合压力下，70/140目陶粒支撑剂基本没有导流能力(图7)。因此，要大量使用40/70目以上的高强度陶粒。此外，段塞式加砂方式对于闭合压力相对低、压裂裂缝复杂程度相对高的储层是合适的[15]，因剪切裂缝或网络裂缝导流能力容易保持，比如焦石坝页岩。而对于裂缝复杂程度不高的深层页岩，支撑剂在高闭合压力下易破碎，段塞式加砂方式会导致裂缝导流能力大幅度降低。为此，在条件允许的情况下尽可能采用连续加砂方式。综上所述，高闭合压力地层要获得相对的高导流裂缝，除了要使用高导流能力的支撑剂外，尽可能采用连续加砂方式。

图7 不同粒径支撑剂在不同闭合压力下的导流能力图

2.5 提高砂液比技术

深层页岩压裂提高砂液比面临比较大的难题，原因在于深层页岩埋藏深、最小主应力高，裂缝宽度随地应力增大而变小，高砂液比进入裂缝比较困难[16]。要提高裂缝宽度又不可避免要使用高黏度压裂液和提高施工排量，但高黏度液体不利于复杂裂缝的形成，排量太高增加管路摩阻也要导致施工压力大幅提升。研究表明，前置胶液对提高裂缝宽度有利，当胶液黏度从5 mPa·s提高到90 mPa·s时，裂缝宽度可以增加0.3 mm；前置胶液用量达到200 m3，裂缝宽度可以增加0.4 mm。当排量达到12 m3/ min后，排量对缝宽的影响程度降低，施工排量对缝宽的影响总体上不如压裂液黏度和胶液用量敏感。为此，要提高砂液比，关键在于压裂液的黏度和胶液的用量，因此深层页岩压裂液的组合模式为胶液+滑溜水+胶液。

3 现场试验与认识

3.1 现场压裂施工简况

应用前述研究成果，现场进行了3口井的压裂试验，压裂施工总体取得成功，具体情况如下。

3.1.1 丁页2HF井

该井于2013年10月16日开始压裂施工，压裂段数12段，段间距在60～120 m，每段射孔2簇，15%HCl预处理，施工排量12～13 m³/min，单段注入液量1 007～2 780 m³，总液量29 521 m³，采用段塞加砂方式，单段加砂量为22～34 m³，总砂量319 m³，平均砂比为1.1%，支撑剂为100目粉陶和40/70目覆膜陶粒，施工压力为85～95 MPa。

3.1.2 南页1HF井

该井于2014年3月23日开始压裂施工，压裂段数15段，段间距为64～99 m，每段射孔2簇，前期采用了15%HCl+1.5%HF进行预处理，施工排量为12～14 m³/min，单段注入液量为2 400～3 600 m³，注入总液量为46 366 m³，单段加砂量为28～73 m³，平均为50 m³，总共加砂756 m³，平均砂比1.6%，采用长段塞方式加砂，支撑剂为100目粉陶和40/70目覆膜陶粒为主，施工压力85～113 MPa。

3.1.3 金页1HF井

该井于2014年11月13日开始压裂施工，分15段压裂，段间距为62～97 m，每段射孔2～3簇，15%HCl预处理。施工排量10～18 m3/min，总液量26 528 m3，平均单段液量1 768 m3，总加砂量1 114 m3，平均单段砂量74 m3，平均砂液比4.2%，施工压力70～90 MPa。

3.2 压后效果

丁页2HF井初产10.5×104m3/d，初期稳产4.5×104m3/d，目前产气2.3×104m3/d左右，产量递减较快，当前油压8.1 MPa，日产液30 m3，累产液8 156 m3，返排率达到26.4%。南页1HF井初产1 200 m3/d，截至2014年5月19日，日产气800 m3左右，套压2 MPa，日产液180 m3，累产液10 419 m3，返排率达到22.5%。金页1HF井压后无阻流量10.5×104m3/d，稳定产气量4.0×104~5.0×104m3/d，截至2015年4月15日，已稳定生产超过4个月，井口压力22.1 MPa，显示了良好的稳产效果，目前正进一步试采。压后效果表明：丁页2HF井取得了地质突破，金页1HF 井有望获得商业突破。

3.3 认识

通过压裂施工压力以及压后效果与储层自身条件的综合对比分析，可以得到如下认识：

1）深层页岩压裂施工压力高且变化大，砂比难以提升、用液量大、施工难度大。

2）合理的液体组合和高黏液体的使用有利于提高施工砂液比。通过液体的组合应用，使施工砂液比逐步提高，从丁页2HF井的1.1%提高到了金页1HF井的4.2%。

3）高应力差不利于提高裂缝复杂性。丁页2HF和南页1HF井最大与最小主应力差在20 MPa以上，压裂施工曲线G函数分析表明，裂缝复杂性程度不高。而金页IHF井复杂裂缝特征显示明显。

4）良好的物质基础是产量的保证。金页1HF井含气性好，脆性指数高，层理缝非常发育，是压后获得产量突破的关键。

5）高导流的裂缝和大的改造体积是高产与稳产的有效手段。采用的增加高黏压裂液量、增大加砂规模、提高平均砂液比及提高裂缝复杂性等技术,大大提高了裂缝导流能力和改造体积，使深层页岩气高产与稳产有了技术上的保障。金页1HF井高黏液体使用比例在45%以上，单段加砂规模达到74 m3，平均砂液比4.2%，复杂裂缝形成比较明显，改造体积约2 900×104m3，导流能力1.8～3.0 D·cm，基本达到中深层的改造水平，压后稳产4.0×104～5.0×104m3/d，效果良好。

4 结论与建议

1）深层页岩具有非线性破裂特征，最大与最小应力差值大，复杂缝难以形成，压裂技术必须有别于中深层。

2）建立的基于非线性本构模型的破裂压力模型与实际破裂压力符合率高，可为深层页岩的破裂压力预测提供有效手段。

3）深层页岩降低施工压力是确保安全施工的关键之一，稀土酸预处理、大孔径射孔和多段塞打磨是降低施工压力的有效手段。

4）深层页岩的突破，良好的物质基础是关键，高导流压裂和体积改造是抓手。对于深层页岩，宜采用多簇数大孔径射孔、前置高黏压裂液、高导流能力支撑剂与大规模连续加砂技术等。

5）国内各个深层页岩气区块地质条件较为复杂且各有差异，绝不能采用同一压裂工艺模式，因此，需依据不同区块的储层特点，深入攻关不同完井压裂方式、压裂流体组合及高导流体积压裂技术等针对性工艺技术。

参 考 文 献

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Breakthrough in staged fracturing technology for deep shale gas reservoirs in SE Sichuan Basin and its implications

Zeng Yijin, Chen Zuo, Bian Xiaobing
(Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101, China)
NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 1，pp.61-67， 1/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:In the Southeastern Sichuan Basin, the deep shale reservoirs (with vertical depth over 2800 m) are complicated and diverse in reservoir mineral compositions and pore structural characteristics, with the obvious rock plasticity and nonlinear fracturing features and the high absolute difference between maximum and minimum principal stresses, due to the effect of geological setting and diagenesis. Consequently, staged fracturing operations often suffer from high fracturing pressure and propagating pressure, small fracture width, low sand-fluid ratio and fracture conductivity and difficult formation of volume fractures, which seriously influence the post-fracturing shale gas productivity. In this paper, a new combined fracturing mode (pretreatment acid + gelled fluid + slickwater + gelled fluid) and its supporting technologies were developed after a series of analysis and studies on deep rocks in terms of mechanical property, earth stress characteristics, fracturing characteristics and fracture morphology characteristics. Field application shows that geologic breakthrough was realized in Longmaxi Formation of Lower Silurian in Well Dingye 2HF, with absolute open flow (AOF) of 10.5×104m3/d after fracturing. And it was expected to reach commercial breakthrough in Qiongzhusi Formation of Lower Cambrian in Well Jinye 1HF, with AOF of 10.5×104m3/d after fracturing. Finally, the following conclusions are reached. First, it is hard to form complex fractures in deep shale and the fracturing technologies applicable for it should be different from those used in mid-deep zones. Second, the established fracturing pressure model can provide an effective way for deep-zone fracturing pressure prediction. Third, reducing operation pressure is one of the key measures to ensure successful deep-zone fracturing. Fourth, besides good material basis, it is crucial to increase the complexity of induced fractures and generate high-conductivity fractures in order to guarantee successful fracturing in deep shale.

Keywords:SE Sichuan Basin; Shale gas; Deep zone; Nonlinear deformation; Fracturing pressure; High flow conductivity; Staged fracturing; Application effects

(收稿日期2015-09-11 编辑 韩晓渝)

作者简介：曾义金，1964年生，教授级高级工程师，博士；主要从事石油工程技术研究工作。地址：(100101)北京市朝阳区北辰东路8号北辰时代大厦。电话：(010)84988666。ORCID:0000-0001-7260-8021。E-mail:zengyj.sripe@sinopec.com

基金项目：中国石化科技攻关项目“涪陵区块页岩气层改造优化设计研究”（编号：P14091）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.01.007